Осложнения в бурении

Э. В. Бабаян






            ОСЛОЖНЕНИЯ В БУРЕНИИ


Учебное пособие




















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023

УДК 622.24
ББК 33.131 Б12













    | Бабаян, Э. В, |                          ____________
Б12 Осложнения в бурении : учебное пособие /|Э. В. Бабаян.|- Москва ;
     Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 248 с. : ил., табл.
          ISBN978-5-9729-1420-3


           Изложены практически все виды осложнений, имеющих место при бурении скважин разных целей, геологических условий, глубины.
           Для студентов горных и нефтяных университетов. Может быть полезно инженерно-техническим работникам буровых предприятий и специалистам, занимающимся разработкой материалов и технологий для углубления скважин.


УДК 622.24
ББК33.131












ISBN 978-5-9729-1420-3

     ©|Бабаян Э. В~]2023
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2023
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023

            ОГЛАВЛЕНИЕ




1. УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ ПРИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ.
ВВЕДЕНИЕ.........................................................7
  1.1. Определения...............................................8
  1.2. Поведение газа в бурящейся скважине.......................8
     1.2.1. Изменение состояния газа при движении по стволу скважины.8
     1.2.2. Скорость всплывания газа в буровом растворе.........10
     1.2.3. Свойства пласта и пластовых флюидов, обуславливающие характер развития ГНВП.....................................12
     1.2.4. Инверсия давления при газопроявлении, или поведение защемленного газа..........................................13
     1.2.5. Давление смеси бурового раствора и газа в скважине..16
  1.3. Механизмы поступления пластовых флюидов в ствол скважины......18
  1.4. Нормальные и аномальные пластовые давления...............22
  1.5. Методы обнаружения и оценки аномальных пластовых давлений.....26
  1.6. Условия возникновения ГНВП...............................28
  1.7. Методы и признаки обнаружения ГНВП.......................30
     1.7.1. Особенности обнаружения проявлений при бурении с применением растворов на нефтяной основе...............................32
  1.8. Определение предельного объема поступления флюида в скважину, допустимого внутреннего давления, максимального объема и давления газа на устье скважины.............................................33
  1.9. Бурение..................................................35
  1.10. Спускоподъемные операции................................37
  1.11. Поглощение с резким падением уровня бурового раствора в скважине... 40
  1.12. Специфические проблемы плавучих средств.................41
  1.13. Подготовка бригад.......................................41
  1.14. Выявление и контроль ГНВП с помощью телеметрии..........42
  1.15. Взаимосвязь между признаками, по которым обнаруживаются ГНВП.43
  1.16. Выбор конструкции скважин ..............................47
2. КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ..............................49
  2.1. Закрытие скважины при обнаружении ГНВП...................49
  2.2. Рациональная последовательность решений при обнаружении проявления....................................................52
  2.3. Интерпретация данных о давлениях в закрытой скважине.....56
     2.3.1. Замер давлений......................................56
     2.3.2. Защемленное давление................................58

3

  2.4. Методы управления скважиной при ликвидации ГНВП............61
  2.5. Глушение ГНВП при нахождении долота на забое (проявление обнаружено при углублении скважины)..............................64
  2.6. Технологические особенности ликвидации ГНВП.................66
  2.7. Глушение ГНВП, возникшего во время спускоподьемной операции.73
  2.8. Ликвидация газонефтеводопроявлений в осложненных условиях...77
     2.8.1. Долото на забое, циркуляция невозможна, нет клапана: классический метод стравливания...............................78
     2.8.2. Стравливание с измерением объёмов......................79
     2.8.3. Глушение ГНВП при закупорке инструмента и отсутствии возможности спустить поднятую колонну бурильных труб.........80
  2.9. Работа превентором со срезными плашками....................83
  2.10. Сбрасывание колонны бурильных труб в скважину.............84
  2.11. Противовыбросовое оборудование............................85
  2.12. ВыборОП...................................................85
  2.13. Выбор противовыбросового оборудования при ремонте скважин.89
  2.14. Герметизация трубного пространства........................90
  2.15. Расчет технологических параметров обнаружения и ликвидации ГНВП (на примере)...............................................93
3. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ВСКРЫТИИ РАПОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ....................100
  3.1. Проблемы бурения хемогенных отложений.....................100
  3.2. Растворимость солевых отложений...........................101
  3.3. Устойчивость солевых отложений............................105
  3.4. Растворы для бурения хемогенных отложений.................111
  3.5. Проблемы с рапопроявлением................................112
  3.6. Промысловый опыт прохождения рапоносных отложений.........114
  3.7. Проявление минерализованной воды..........................117
4. АГРЕССИЯ КИСЛЫХ ГАЗОВ.........................................119
  4.1. Сероводород. Технико-технологические обязательные мероприятия при вскрытии пласта, содержащего сероводород и углекислый газ....124
      4.1.1. Буровой раствор, предупреждающий (нейтрализующий) агрессию сероводорода......................................127
5. ПОГЛОЩЕНИЯ....................................................131
  5.1. Определение...............................................131
  5.2. Зоны потери циркуляции и причины поглощений...............131
  5.3. Предупреждение осложнений.................................134
  5.4. Изучение и оценка поглощающих горизонтов..................136
  5.5. Примерная последовательность работ по ликвидации поглощений бурового раствора..............................................140
  5.6. Наполнители...............................................143
  5.7. Тампонажные растворы и смеси для борьбы с поглощением.......147
     5.7.1. Тампонажные составы для ликвидации поглощений........149
     5.7.2. Изоляционные составы (ИС) на основе глин и полимеров...150

4

  5.8. Газожидкостной раствор для предупреждения поглощения....152
  5.9. Рекомендации по производству работ с катастрофическими поглощениями при вскрытии пластов с АВПД.....................154
  5.10. Изоляция поглощений при наличии ГНВП...................157
  5.11. Изоляция пласта гидромониторными струями бурового раствора.161
  5.12. Технические средства для ликвидации поглощений.........163
6. НЕУСТОЙЧИВОСТЬ СТЕНОК СКВАЖИНЫ..............................165
  6.1. Определение и причины...................................165
     6.1.1. Неустойчивость ствола скважины.....................165
     6.1.2. Типы неустойчивости и связанные с этим проблемы....165
  6.2. Основные причины неустойчивости ствола скважины.........166
     6.2.1. Причины механического разрушения породы............167
     6.2.2. Неустойчивость глинистых сланцев...................167
     6.2.3. Механическая неустойчивость........................167
     6.2.4. Химическая неустойчивость..........................167
     6.2.5. Капиллярное давление...............................168
     6.2.6. Осмотическое давление..............................168
     6.2.7. Диффузия под давлением.............................168
     6.2.8. Проникновение бурового раствора в глинистые сланцы.169
  6.3. Анализ устойчивости ствола скважины.....................169
  6.4. Разбуривание глинистых отложений........................170
  6.5. Классификация глинистых пород с точки зрения требования к растворам для бурения......................................174
  6.6. Факторы, влияющие на неустойчивость стенок скважины.....177
  6.7. Методы оценки скорости деформации глин..................180
  6.8. Ингибирующие буровые растворы для бурения в неустойчивых глинистых отложениях.........................................182
7. ЗАГРЯЗНЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА...............................189
  7.1. Определение.............................................189
  7.2. Распространенные типы загрязнений, их источники и методы обработки....................................................189
  7.3. Загрязнение твердой фазой...............................189
  7.4. Загрязнение ионами кальция..............................190
  7.5. Загрязнение бикарбонатами и карбонатами.................190
  7.6. Загрязнение сероводородом...............................191
  7.7. Соль/приток соленой воды................................191
  7.8. Современные проблемы промывки скважин и их решение......191
8. ПОВРЕЖДЕНИЕ ПРОДУКТИВНОГО СТВОЛА............................196
  8.1. Введение................................................196
  8.2. Скважинные флюиды.......................................197
  8.3. Механизмы повреждения...................................197
  8.4. Разбуривание продуктивного пласта.......................199
  8.5. Определение радиуса фронта вытеснения пластового флюида.201
  8.6. Показатели свойств бурового раствора....................203

5

  8.7. Методика оценки фильтрационных сопротивлений...........204
  8.8. Методы оценки изменения продуктивности коллекторов.....207
  8.9. Технологии, ограничивающие проникновения компонентов бурового раствора в пласт............................................209
9. ПРИХВАТЫ...................................................211
  9.1. Введение...............................................211
  9.2. Прихват бурильной или обсадной колонны.................212
  9.3. Прихват трубы в неустойчивых отложениях................212
  9.4. Сальникообразование....................................214
  9.5. Проблемы с прихватом при нарушении режима бурении......215
  9.6. Очистка наклонного и горизонтального ствола............217
      9.6.1. Факторы очистки ствола скважины..................218
  9.7. Прихват трубы под действием дифференциального давления.224
  9.8. Смазка.................................................228
  9.9. Освобождение бурильной колонны.........................232
      9.9.1. Определение места прихвата.......................233
      9.9.2. Расчет нефтяных ванн.............................234
10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ.............236
11. ОТКЛОНЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТ ПРОЕКТНОЙ
ТРАЕКТОРИИ....................................................240
  11.1. Определение...........................................240
  11.2. Причины...............................................241
12. НАРУШЕНИЕ ЦЕЛОСТНОСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ...................242
  12.1. Обрыв (отворот) вследствие скручивания................242
  12.2. Обрыв вследствие растяжения...........................242
  12.3. Смятие и разрыв.......................................242
  12.4. Усталость.............................................243
  12.5. Предотвращение разрушения трубы.......................243
  12.6. Расчет бурильных колонн...............................244
ЛИТЕРАТУРА....................................................245

6

            1.  УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ ПРИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ.
            ВВЕДЕНИЕ




     При бурении скважин, даже очень тщательно спроектированных, почти наверняка, будут возникать проблемы. Проблемы в стволе скважины могут отмечаться там, где ранее таких проблем не возникало: пласты неоднородны, поэтому в двух соседних скважинах могут быть совершенно разные геологические условия.
     Проектирование скважины основано на ожидании возможных проблем в стволе скважины. Проблемы при бурении могут обходиться дорого. К самым распространенным проблемам при бурении относится газонефтеводопроявление (ГНВП), потеря циркуляции, прихват бурильной или обсадной колонны и др.
     Газонефтеводопроявления, иногда переходящие в открытые фонтаны, всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении скважин. Открытые фонтаны сопровождаются многими трагическими последствиями:
      •  Потерей буровой установки и буровой платформы,
      •  Непроизвольными материальными и трудовыми затратами,
      •  Загрязнением окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованностью атмосферы и др.),
      •  Перетоками между вскрытыми скважиной пластами, приводящими к истощению месторождения и повышению пластового давления в вышележащих горизонтах,
      •  Травмами и человеческими жертвами.
     Достаточно напомнить о катастрофе, случившейся на платформе Deepwater Horizon 20 апреля 2010 г. в Мексиканском заливе. В условиях, когда успешно действуют, проверенная во всевозможных горно-геологических условиях «Технология управления и контроля над скважиной при газонефтеводопро-явлениях» и надежное противовыбросовое оборудование, - случилось газонефтеводопроявление, перешедшее в открытое фонтанирование. При последующем взрыве погибло 11 человек и пострадало еще 17 человек из 126, находящихся на борту. Позже погибло еще 2 человека при ликвидации последствий катастрофы.
     Через поврежденное устье на глубине 1500 м за 152 дня вылилось в море около 5 миллионов баррелей нефти - нефтяное пятно достигло площади 75 тысяч квадратных километров.


7

     Нефтяная платформа из-за пожара рухнула и затонула.
     Экологические последствия выразились в виде загрязнения 1770 км побережья, повлекшем гибель птиц, черепах, дельфинов и запрете рыбной ловли.
     К 2016 году общая сумма затрат на устранение последствий аварии превысила 56 млрд долларов.

        1.1. Определения

     Под газонефтеводопроявлением (ГНВП) понимают поступление пластового флюида (газ, нефть, вода или их смеси) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте.
     В литературе и повседневном рабочем обсуждении применяют понятие проявление. Проявление - это ситуация при контроле скважины, когда в разбуриваемой породе давление оказывается выше гидростатического давления бурового раствора, действующего на ствол скважины или поверхность пласта. Когда это происходит, превосходящее пластовое давление стремится вытолкнуть пластовый флюид в ствол скважины. Такой вынужденный приток пластового флюида называют проявлением. Усиливающий неконтролируемый приток может привести к явлению, известному как выброс.
     Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа, поднявшегося к устью.
     Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения или негерметичности запорного оборудования.

        1.2. Поведение газа в бурящейся скважине

1.2.1. Изменение состояния газа при движении по стволу скважины

     В процессе следования от забоя к устью скважины газ претерпевает различные изменения своего состояния под влиянием непрерывно меняющихся термобарических условий. Наряду с увеличением объема наблюдаются, особенно при образовании в скважине газожидкостной смеси, фазовые превращения, т. е. растворение, выделение, сжижение и испарение газа. Закономерности протекания отмеченных явлений имеют существенное значение для совершенствования управления проявляющей скважиной.
      По мере подъема газа с забоя вместе с циркулирующим буровым раствором или вследствие всплывания происходит его расширение. Однако это расширение по глубине скважины весьма неравномерно. Значительную часть пути газ проходит с относительно невысоким приращением своего объема. Интенсивное увеличение объема начинается в верхней части скважины, в интервалах низких

8

гидростатических давлений бурового раствора. Расчеты показывают, что здесь объем газа увеличивается в десятки раз по сравнению с исходным значением.
      Для иллюстрации этого на рис. 1.1 показано относительное увеличение единицы объема газа Vo/Vt, где Vo, Vt- начальное и текущее значения объема газа, при подъеме с забоя скважины глубиной 4000 м. Плотность бурового раствора принята равной 1680 кг/м². Как следует из приведенного графика, начало резкого расширения газа приурочено примерно к верхней четверти глубины скважины.
      Ниже приведены сведения о расширении газа объемом 0,2 м³ в тех же условиях, а также о падении забойного давления в связи с его расширением и замещением определенной части объема бурового раствора, если поперечное сечение кольцевого пространства составляет 0,024 м². Такое количество газа (0,2 м³) может поступить в скважину, например в период смены долота и остаться незамеченным на поверхности.
      Согласно расчетам, при разрешающей способности уровнемера 1 м³ наличие флюида в скважине будет обнаружено в данном случае на глубине примерно 1000 м. Если позволить газу подниматься выше без противодавления на устье скважины, то с глубины 200 м начнется выброс вышележащего раствора.

Рис. 1.1. Относительное расширение единицы объема газа при подъеме с забоя скважины глубиной 4000 м

   Глубина, м     3500 3000 2000 1000 500  300  200  
 Объем газа, м3   0,23 0,29 0,51 0,7  2,24 3,5 Выброс
Падение забойного 0,25 0,30 0,35 0,74 1,52 2,4  ---  
  давления, МПа                                      

9

     На поведение газа, поступившего из пласта в скважину, оказывают влияние его фазовые переходы, а также его растворение и выделение, обусловленные изменением температуры и давления. Наличие фазовых переходов компонентов природного газа в жидкое состояние и обратно и меняющейся с глубиной растворимости и сжимаемости приводит по мере движения газированных пачек к изменению объемов свободного газа.


1.2.2. Скорость всплывания газа в буровом растворе


     Буровые растворы, как правило, представляют собой тиксотропные системы, обладающие пластическими свойствами. Известно, что течение таких систем начинается после того, как приложенная сила преодолеет сопротивление сдвигу жидкости. В связи с этим в буровых растворах всплывают только пузырьки, имеющие достаточную подъемную силу для разрушения тиксотропной структуры на пути своего движения.
     Пузырек газа не всплывает в вязкопластичной жидкости, если его размер (м) менее величины, определяемой зависимостью:

d _      6-0
° k ⁻ g ⁻(Р1 - Р2),

(1.1)

где © - статическое напряжение сдвига раствора, Па;
      k - опытный коэффициент; k = °.ЗН).6;
      g - ускорение свободного падения, м/с²;
      pi, Р2 - плотность бурового раствора и газа, кг/мЗ.
      Скорость движения (м/с) пузырька газа, всплывающего в буровом растворе, зависит от сложного взаимодействия многих факторов. В диапазоне условий, когда пузырь сохраняет сферическую форму, при структурном режиме обтекания установлена возможность применения зависимости по Шищенко Р. И.:

а? °    lg⁻ d(p 1 ⁻р 2⁾ ₋₁
2р |_V      6Хт °

(1.2)

где   d - диаметр пузырька, м;
      то - динамическое напряжение сдвига, Па;
      ц - структурная вязкость, Паю;
      X - опытный коэффициент, X = 1^1,25.
      Если под корнем при расчете, при заданных входящих туда величин, значение равно или меньше единицы, то это означает, что газ не будет всплывать. Частица газа размером в 1 мм = °,°°1 м будет всплывать при разности плотностей бурового раствора в 15°° кг/мЗ и То = 1,° Па со скоростью 100 м/час. Но уже в растворе сто = 2,5 Па эта частица газа размером в 1 мм всплывать не будет.
      В случае газопроявления (их возникновения, развития, ликвидации) -наблюдается движение не одиночного пузырька, а некоторой массы газа, распределенной тем или иным образом в жидкости. Движение газа в газожидкостной 1°

смеси имеет свои особенности, хотя общие закономерности процесса всплывания, характеризуемые зависимостями (1.1) и (1.2), остаются справедливыми и в этом случае.
     Большое влияние на характер всплывания газа в жидкости оказывает структура образующейся смеси. Различают четыре типа структур при движении смеси газа и жидкости в скважине.
     Если газ движется в жидкости (находящейся в покое или текущей) в виде отдельных пузырьков различного размера, относительно равномерно распределенных в жидкости, то такая структура называется эмульсионной или пузырьковой. Примером могут служить пачки газированного раствора.
     С повышением объемного содержания газа отдельные пузырьки начинают сливаться, образуя «снаряды» или пробки в скважине. Такая структура смеси получила название пробковой или снарядной. Образование газовых пачек в скважине является примером подобной структуры.
     При дальнейшем увеличении содержания газа в потоке смеси появляется сплошной столб газа, окруженный жидким кольцом. Этот тип структуры называется стержневым. Когда содержание газа смеси становится настолько высоким, что жидкая фаза распыляется потоком газа и движется вместе с ним во взвешенном состоянии, образуется дисперсная структура.
     При подъеме смеси бурового раствора и газа в скважине по мере снижения давления в разных интервалах глубин могут существовать различные структуры потока.
     С точки зрения выбросов наибольшая опасность возникает при снарядном режиме движения смеси. Причем «снаряды», т.е. пробки газа могут образовываться как в движущейся, так и в покоящейся жидкости.
     Для определения скорости подъема пузыря v в трубе dₜ в снарядном режиме течения Т. Уоллис приводит формулу:

v = k'P-£'⁵

^3 ' dt ' (рб.р   ргаз)<

(1.3)

где к - коэффициент пропорциональности, к = 0,345.
      Принято считать наличие снарядного режима, когда ^газснаряда > dₜ (длина снаряда превышает пять диаметров трубы (скважины)).
      Для определения скорости всплытия газового пузыря в снарядном режиме в кольцевом пространстве П. Гриффитс в предыдущей формуле уточняет величину коэффициента пропорциональности:

      ,    -0,5
V ⁼ k' Рб.р

_^р ’ Овн ’ (рб.р   ргаз)<

(1.4)

где k = /(Овн/Он),Dвн внутренний диаметр наружной трубы (скважины), м; DH - наружный диаметр наружной трубы, м;
      Соответственно к = 0,37 при D„/Dвн= 0,374 к = 0,4 при D„/D,ᵤr 0,6
      к=0,49при D„/Dв,. 0,8

11

     Пример. Рассчитайте скорость всплытия газового пузыря в кольцевом пространстве D»/Dвн = 0,127/0,22;рб.р = 1680 кг/м³; ргаз = 40 кг/м³
     Решение.
v = 0,4 ■ 168O⁻⁰,⁵ ■ ^9,81 ■ 0,22 ■ (1680 - 40) = 0,58м/с = 2088 м/час
     Исследования на стендовой установке показали, что в трубе газовый пузырь поднимается по центру вдоль ее оси, а переток жидкости происходит вдоль стенок. В вертикально расположенном кольцевом пространстве пузырь поднимается вдоль одной стороны пространства, а на противоположной стороне наблюдается вытесняемая жидкость. Эксцентричность кольцевого пространства способствует изменению формы пузыря, но скорость его подьема при этом меняется незначительно.
     Исследования на вязких жидкостях (от 0,001 до 0,120 Па-с) не выявили существенного влияния самой вязкости на скорость всплытия газового пузыря.
     Эксперименты на буровых растворах показали неоднозначное влияние структурных и реологических свойств жидкости на поведение газового пузыря в кольцевом пространстве. В одних случаях всплывающий пузырь вдруг останавливался и не двигался до тех пор, пока не получал дополнительный импульс. В других случаях скорость всплывания оказывалась в1,5 раза выше статистической в сравнении со скоростью в вязкой жидкости.
     Подобные явления наблюдаются и в промысловой практике, когда газ, накопившийся на забое в обьеме 0,5 м³ и более, при отсутствии циркуляции не всплывал.

1.2.3. Свойства пласта и пластовых флюидов, обуславливающие характер развития ГНВП

     Интенсивность проявления во многом зависит от фильтрационных свойств пласта и пластовых флюидов.
     Проницаемостью породы называется способность ее пропускать через себя жидкости или газ при наличии перепада давления. Проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация, и ее размерность в системе СИ принята 1 м². В литературе и на практике используют в качестве единицы измерения проницаемости - дарси.
1д = 10⁻¹² м²; 1мд = 10⁻¹⁵ м².
     К хорошо проницаемым коллекторам относят породы с проницаемостью более 1,0д,ак слабопроницаемым менее 1,0 мд.
     В характере развития ГНВП существенную роль играет тип флюида. При поступлении в скважину пластового газа, проявление развивается довольно быстро, создаются высокие давления, обусловленные не только превышением пластового давления над гидростатическим столбом бурового раствора, но и энергией всплывающего газового пузыря. Поступление пластовой воды и особенно рапы существенно изменяет параметры бурового раствора (плотность, водоотдачу, вязкост-

12

ные свойства), что затрудняет и удлиняет процесс ликвидации проявления из-за потерь возможности контролировать забойное давление и необходимости применения дополнительно новых реагентов для обработки бурового раствора.
      Поступившая в скважину пластовая нефть сначала ведет себя как жидкость, а затем по мере ее всплытия идет интенсивное выделение газа, затрудняя контроль над давлением в скважине.
      Плотность и вязкость пластовых флюидов определяют скорость фильтрации по пласту и соответственно объемы их поступления в ствол скважины.
      Пластовые флюиды сами по себе обладают токсичными свойствами, которые усугубляются при наличии в них сероводорода, сернистого ангидрита, метанола, углекислого газа. Наличие токсичных веществ существенно затрудняет процесс ликвидации проявления, как с точки зрения воздействия на человеческий организм, так и на установленное оборудование, используемый инструмент и материалы.
      Прогнозная оценка интенсивности поступления пластового притока может быть определена для жидкого флюида либо по формуле Дарси:
₀ _ K-h- (ррл - рзаб)
_ р ’
      либо по формуле Дюпюи
₀ _ 2д ■ K ■ h ■ (ррЛ ⁻ Рзаб ) р ■ lnRₖ/Rc
      Разница в расчетах по Дарси - Дюпюи - 20 %.
      Для притока газа:
0 _ ^ ■ K ■ h ■ (РрЛ ⁻ Рз²аб ) ргРо ■ lnRₖ/Rc

     Объем поступившего пластового флюида за время t, сек:
V _ 0 ■ t
где Q - дебит скважины, м³/с,
      р - вязкость жидкости, Па*с;
      рг - вязкость газа в пластовых условиях, Па*с;
      Rk, Rc - радиусы контура питания и скважины, м;
      K - проницаемость пласта, м²;
      h - мощность вскрытого пласта, м;
      Рпл и p₃ₐ& - соответственно пластовое и забойное давление, Па.


1.2.4. Инверсия давления при газопроявлении, или поведение защемленного газа


     При поступившем газе, при остановленной циркуляции часто и герметизированном устье скважины с течением времени наблюдается нарастание давления. Увеличение давления в этих случаях обусловлено эффектом, называемым 13

инверсией давления. Механизм инверсии давления заключается в следующем. Если в момент закрытия скважина частично или полностью заполнена жидкостью и в ней присутствует газ, то газовые включения под влиянием архимедовой силы (миграции) продолжают всплывать к устью. Но, не имея возможности расширяться по мере подьема, в жестко фиксированном объеме (защемленный газ), каждый пузырек или газовая пробка в соответствии с законом Бойля - Мариотта будут сохранять объем и давление, существовавшие в момент герметизации. Использование значений таких давлений в расчетах по глушению может привести к ошибочным результатам. Защемленное давление - это любое давление в бурильной колонне или в затрубном пространстве, которое больше величины, необходимой для уравновешивания забойного давления.
     Схема изменения (инверсия) давления в скважине приведена на рис. 1.2, а и б, на котором соответственно показано распределение давлений в момент нахождения газовой пробки на забое и после ее всплытия. Газ, находящийся вначале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины.
     В соответствии с рассмотренным механизмом в общем случае теоретически максимально возможное давление на устье скважины при всплытии газа:
рМах = р + р-д-н,                     (L5)

      р - давление на устье скважины в момент герметизации.


Рис. 1.2. Схема инверсии давления в скважине

      Если скважина закрыта в начале проявления, когда газовая пачка еще находится на забое, то после ее окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому:

Р мах рпл

14